交易结算要点介绍及常见问题分析

交易结算要点介绍及常见问题分析 目录 CNTENTS 01发电侧交易结算要点02用户侧交易结算要点O3省内现货市场结算要点04 常见问题 交易结算 指电力交易机构依据现行交易规则和交易合同，对参与市场的发电企业、电力用户等，规范、准确、及时开展电量清分、费用计算（量价清分），编制并出具结算依据的过程。 交易结算工作应遵循依法、诚信、公平、公正的原则，遵守交易合同相关条款，维护电力市场秩序。 第一章发电侧交易结算要点 工作界面 北京电力交易中心通过交易平台，负责向跨区跨省交易的相关经营主体及其所在地区电力交易机构出具交易结算依据。 省级交易机构通过交易平台，将北京电力交易中心出具的结算依据作为结算边界，结合经营主体省内交易的结算结果，一并出具结算依据。 1.1省间交易结算 1.1省间交易结算 结算关系 跨区跨省交易中涉及专项工程的交易按照调度实际执行结果（调度计划执行曲线）和物理（关口）计量电量进行结算。涉及区域共用电网内的交易按实际交易电量收取输配电费，输配电价执行国家相关政策。省间现货交易、应急调度、辅助服务等由电力调度机构将交易出清和执行结果等信息提供给电力交易机构，电力交易机构统一出具结算依据，由电网企业统一进行电费结算。 若跨区跨省交易调度执行计划调整，以交易合同和国调（网调）实际执行计划及调整原因说明等为依据，北京电力交易中心进行偏差责任认定。 1.1省间交易结算 跨省区外送电交易（中长期） 现行方式 原方式 跨省区外送电交易以签订的合同电量为依据，按照实际送出电量，等比例执行，若交易分段组织，结算按照分段清分。 按照日清分96点数据月度累加执行。 价格机制 按照合同价格执行，若分段组织，则按照分时段价格结算。 1.1省间交易结算 偏差结算 跨区跨省交易在执行过程中形成的偏差电量分为责任偏差电量和波动偏差电量。 指在跨区跨省交易中除波动偏差电量外，由于购售双方自身原因，在执行交易合同曲线时与调度计划执行曲线之间形成的偏差。按照责任方交易电价的比例由责任方向对方支付，比例未在合同中明确的，取值默认取0.1进行结算。 责任偏差电量 指跨区跨省输电通道、配套电源和其他跨区跨省电源等调度控制点和计量点之间、交流联络线正常功率波动等不可控原因造成调度计划曲线与关口计量电量之间的偏差。跨区跨省通道波动偏差电量送出方电价采用送出省同一周期代理购电当月平均上网电价的比例N1结算。 波动偏差电量 1.1省间交易结算 省间电力现货交易 是在省间中长期交易基础上，利用省间通道剩余输电能力，开展的省间日前、日内电能量交易。按照出清电量执行。 价格机制 省间现货市场申报价格上限，按上年度省间现货市场覆盖范围内各省省内现货市场正式申报价格上限的最高值的2倍（单位为元/千瓦时）确定，并根据省内现货市场申报价格上限变化及时调整。 增加设定日均结算价格上限。省间电力现货市场运行中，送电省任一节点当日结算加权平均电价超过日结算加权平均价格上限后，在结算环节对该节点96点分时结算电价等比例调减（调减至日均结算价格上限），调减后的96点分时电价为该节点结算电价。 1.1省间交易结算 应急交易 因保安全、保平衡原因新增临时交易成份时，按照鼓励支援的原则，形成的临时性交易。该交易优先级较低。按照出清电量执行。 价格机制 送出方电厂按照送出方省内现货价、送出方省间现货价、送出方省内K倍基准电价K暂定为1.2）三者的高价结算，叠加输电价格、网损折价后形成购入方落地价格。 执行原则：因保平衡原因送出的应急交易电量，由火电执行。因保消纳原因送出的应急交易电量，由新能源场站执行。 1.1省间交易结算 西北短期交易 现阶段，西北短期交易交易主要包括日前及实时交易、跨省调峰交易、备用市场交易、政府间协议确定的可在日前、日内、实时组织的网对网外送等。 价格机制 使用日前、实时（框架内交易）、单向报价匹配出清交易、联络线责任偏差（分购电、售电责任）、跨省浅调不平衡电量、联络线波动偏差电量、跨省调峰电量、备用市场电量、网对网外送等各自价格体系。 规则中，综合考虑省内清洁能源消纳权重指标完成进度，确定当月参与省间短期交易结算相关场站。原则上，不能精确认定确为新能源消纳需求产生的跨省区短期交易，均选择火电机组作为短期外送结算主体。 1.1省间交易结算 为确保省间短期交易与省内现货市场衔接，确保省内现货市场结算边界不发生变化，设立短期交易补偿费用结算类型。 短期交易补偿费用 短期外送补偿费用等于短期交易外送（含波动偏差）对应的现货日清分电费与短期交易外送（含波动偏差）的电费差值。 对发电企业来说，结算单中，现货正电费（含日前、实时）+短期交易电费+短期交易补偿费用=调度发布“周期结算正现货电费”，电量亦同。 配套电源结算 特高压直流配套电源参与市场化交易，合同按照日清分结果结算，执行合同价格，上网电量与合同电量之差为偏差电量，同样使用合同价格结算。但需要承担直流配套电源损益。 价格机制 价格机制：长协（合同）价格。 因结算模式与时序衔接问题，产生偏差费用。在规则中新增直流配套电源清算原则。 直流配套电源偏差费用由该直流配套新能源按照实际上网电量等比例分摊或分享。 1.2省内交易结算 省内交易主要包括：直购电交易、代理购电交易、合同交易（合同转让、合同回购等）、绿电交易、D+3日融合交易等 省内交易执行原则为“照付不议、偏差结算” 即按照合同签订电量、电价进行结算。参与现货市场的发电企业偏差电量按照现货价格结算。未参与现货市场的发电企业，偏差按照发电侧当月现货实时市场加权平均价结算。（新能源特许权、扶贫、示范性平价项目、配套新能源等按除外） 调平电量包括因中长期合同分解、执行、省间交易据实结算等过程中产生的偏差电量，以及因分时结算电量之和与月度结算电量产生的偏差电量。（V3.1版现货规则中明确）包含现行结算类型中的“代理购电平衡电量”及“计量偏差电量” 调平电量 现货实时市场加权均价。 价格机制 R调平;= Q调平,;× P月度均价 1.3地市水电结算 中长期合约电量按照中长期差价合约模式进行结算（即先按合约价格结算，再结算中长期合约价格与批复价格形成的费差）。 参与合约交易的水电企业应全部参与现货市场，按照现货市场规则开展分时结算，产生的中长期合同阻塞费用由水电企业自行承担。 中长期合约价格与批复价格的价差形成的费差纳入系统运行费用由全体工商业用户分摊（分享）。 1.2绿电交易结算 以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，交易电力提供国家规定的可再生能源绿色电力证书（“绿证”）。电力交易机构负责向市场主体出具绿色电力交易结算依据，随市场主体交易结算单按月发布。 绿色电力交易电能量与绿色电力环境价值分开结算。 电能量以电能量价格，按照省间、省内市场交易规则开展结算。 绿色电力环境价值按当月合同电量、发电企业上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定结算电量（以兆瓦时为单位取整数，尾差不累计），以绿色电力环境价值结算，绿色电力环境价值偏差电量按照合同明确的绿色电力环境价值偏差补偿条款执行，由违约方向合同对方支付补偿费用。 第二章 用户侧交易结算要点 零售市场运行前，参与现货市场的电力用户结算模式与发电侧相同。 未参与现货市场的电力用户（批发用户、零售用户）按照“照付不议、偏差结算”原则执行，中长期分时段合约电量按照签订的中长期合同24段量价进行结算，分时段实际用电量与合同电量的差值按照发电侧现货实时市场峰、平、谷加权平均价结算。 非现货市场化用户 2.2售电公司交易结算 零售市场运行前 售电公司代理零售用户按照单户申报方式参与批发市场交易，售电公司收益按照合同电量与实际用电量二者取小的原则执行。（目前只有固定代理服务价模式） 售电公司代理零售用户参与市场交易，售电公司偏差电量、中长期合同电量按照代理的全部零售用户整体计算。 零售市场运行后 第三章 省内现货市场结算要点 3.1现货市场结算 现货市场结算的核心是差价合约偏差结算" 中长期合同电量按中长期合同价格结算，并结算所在节点与中长期结算参考点的现货价格差值。日前出清电量与中长期合同电量的偏差按日前现货市场出清价格结算。实际电量与日前出清电量的偏差按实时现货市场出清价格结算。 3.2价格机制 发电侧现货市场价格 每个结算时段发电侧经营主体以其所在节点的节点边际电价作为其该时段的结算价格，节点边际价格超过限价时按市场限价进行结算。 用户侧现货市场价格 每个结算时段用户侧经营主体以统一结算点现货价格作为其该时段的结算价格。 电网侧储能现货市场价格 每个结算时段电网侧储能放电电量为正、充电电量为负，均以其所在节点的节点边际电价作为其该时段的结算价格，节点边际价格超过限价时按市场限价进行结算。 3.3中长期合同阻塞费用 2023年，国家发布《电力现货市场基本规则（试行）》，明确中长期合同电量按中长期合同价格结算，并结算所在节点/分区与中长期结算参考点的现货价格差值，实际电量与中长期合同电量的偏差按现货市场价格结算。”引入中长期合同阻塞费用概念。 甘肃在3.1规则中也明确：R中长期=R中长期合同电费+R中长期合同阻塞电费 受网络阻塞影响，现货市场中各节点电价存在一定差异，即电能在不同节点处具有不同的价值。两个节点的电价之差代表两处电能的空间价值之差，称之为节点之间的阻塞费用。一中长期合同阻塞费用。 阻塞费用的本质来源是低价电能因网络受限不能完全满足负荷需求，调用高价电能替代发电而差生的额外成本。 3.3中长期合同阻塞费用 不考虑中长期合同阻塞费用的情况下： 中长期合同阻塞费用 G1收益=200×400+（100-200）×400=4万元 G2收益=100×500=5万元 L1支出=200×400=8万元 可见，用户L1的电费支出并不能覆盖G1和G2的电费收入，在结算中存在亏空。实际上，由于合同的结算参考点在结算点B，发电机组G1应额外付出合同电量从节点A到节点B的阻塞费用。 考虑中长期合同阻塞费用和甘肃按照统一结算参考点结算的现状，中长期合同阻塞费用为： 统一结算结算参考点=450元/兆瓦时 G1中长期合同阻塞费用=200×（400-450）=-1万元 上述算例可得知，市场结算必须考虑中长期合同的阻塞费用。实际上，在节点电价体系下，电能的空间价值差异是客观存在的，不会因发电机组签订中长期合同与否而发生变化。中长期合同规定的结算参考点实际上是发用双方在中长期交易阶段相互确认电能价值的一个空间基准，电能在现货阶段从发电放所在节点向结算参考点转移过程中，可能需要额外付出或者获得空间价值之差。即中长期合同的阻塞费用。 3.4省间双轨制资金及市场运营费用 由于月内开展的各类省间短期交易未清分至各经营主体，省外按省间交易价格结算，在省内按现货市场价格结算，两者产生的费用偏差即为省间双轨制资金。分为省间外送双轨制资金和省间外购双轨制资金。 由参与日清分的发电侧经营主体按照月度实际上网电量比例分摊。 双轨制资金 由参与省内电力电量平衡的发、用两侧市场化经营主体（含代理购电工商业用户）按当月结算电量比例分摊，其中发电侧按上网电量比例分摊，用户侧按全部市场化用户（含代理购电工商业用户）用电量比例分摊。对于发电侧来说，先按照机组类型装机容量比例拆分，同类型按照上网电量比例分摊。 省间外购双轨制资金 小时内再次并网，则按此次停机持续时长与72小时的差值等比例计算补偿费用，若连续停机时间超过72小时，则不再补偿。 分摊原则 火电正常开机补偿费用由参与省内电力电量平衡的发、用两侧市场化经营主体（含代理购电工商业用户）按当月结算电量比例分摊，其中发电侧按上网电量比例分摊，用户侧按全部市场化用户（含代理购电工商业用户）用电量比例分摊。 电网安全约束或事故处理等突发异常情况，由市场运营机构紧急调用开机的火电机组，需要计